Установки погружных электроцентробежных насосов

Установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН) служат для механизированной добычи нефти.

1. Сбор и анализ исходных данных 2. Определение требуемых параметров УЭЦН 3. Выбор оборудования УЭЦН 4. Расчеты и моделирование 5. Оптимизация и выбор оптимального варианта

Шаг 1. Сбор и анализ исходных данных.

1.1 Геологические данные:

Геологическое строение пласта: пористость, проницаемость, толщина, литологический состав.
Коллекторские свойства: пористость, проницаемость, нефтенасыщенность.
Температура пласта: Важный параметр для подбора термостойкого оборудования.
Давление пласта: Начальное и текущее давление, для определения необходимой глубины погружения насоса.

1.2 Данные по скважине:

Конструкция скважины: диаметр обсадной колонны, диаметр эксплуатационной колонны, глубина скважины.
Инклинометрия скважины: угол наклона ствола скважины, наличие искривлений, может влиять на выбор насоса.
Состояние скважины: наличие отложений (асфальто-смолистые вещества, соли), коррозия.
Глубина динамического уровня: уровень жидкости при работе насоса.

1.3 Физико-химические свойства пластовой жидкости:

Дебит жидкости: прогнозируемый или текущий дебит нефти, воды и газа.
Вязкость нефти: влияет на выбор насоса и мощности двигателя.
Плотность нефти: влияет на подъем жидкости и выбор мощности.
Газовый фактор: количество газа, растворенного в нефти, влияет на выбор газосепаратора и устойчивость насоса к газосодержанию.
Содержание механических примесей: влияет на выбор насоса с устойчивостью к абразивному износу и необходимости применения фильтров.
Содержание сероводорода и углекислого газа: определяет необходимость применения коррозионно-стойкого оборудования.
Соленость пластовой воды: влияет на выбор материала оборудования.
Температура жидкости: влияет на выбор материалов и необходимость применения термостойкого оборудования.

Шаг 2. Определение требуемых параметров УЭЦН:

Подача (Q): Объем жидкости, который необходимо откачивать в единицу времени (м³/сут). Определяется на основе прогнозируемого дебита скважины.
Напор (H): Перепад давления, необходимый для подъема жидкости от динамического уровня до устья скважины (м). Рассчитывается на основе глубины динамического уровня, плотности жидкости и противодавления на устье.
Мощность (N): Необходимая мощность двигателя для обеспечения требуемой подачи и напора.

Шаг 3. Выбор оборудования УЭЦН:

Выбор насоса:

На основе требуемой подачи и напора выбирается типоразмер насоса из каталогов производителей. Важно учитывать рабочую характеристику насоса и подбирать насос так, чтобы рабочая точка находилась в оптимальной зоне эффективности.
Учитывается газосодержание жидкости. Если газовый фактор высокий, необходимо выбирать насосы, устойчивые к газосодержанию, либо применять газосепараторы.
Учитывается абразивность жидкости. Если в жидкости содержатся механические примеси, необходимо выбирать насосы с износостойкими материалами.

Выбор двигателя:

Мощность двигателя должна соответствовать требуемой мощности насоса с учетом запаса на пусковые токи и возможные изменения условий эксплуатации.
Выбирается двигатель, соответствующий напряжению и частоте сети, используемой на месторождении.
Учитывается температура пласта. Для высоких температур необходимо выбирать термостойкие двигатели.

Выбор кабеля:

Сечение кабеля должно обеспечивать передачу необходимой мощности к двигателю без перегрева.
Тип кабеля выбирается в зависимости от температуры, давления и химического состава пластовой жидкости.

Выбор трансформатора:

Трансформатор должен обеспечивать необходимое напряжение и мощность для питания станции управления УЭЦН.

Выбор станции управления:

Станция управления обеспечивает управление и защиту двигателя УЭЦН.
Выбирается станция, соответствующая мощности двигателя и имеющая необходимые функции защиты (от перегрузки, короткого замыкания, перегрева, пониженного напряжения и т.д.).

Выбор прочего оборудования:

Газосепаратор (при необходимости).
Обратный клапан.
Фильтр (при необходимости).
Устьевое оборудование.

Шаг 4. Расчеты и моделирование:

Проводятся гидравлические расчеты для определения потерь давления в трубах и оценки работы УЭЦН в различных режимах эксплуатации.
Может проводиться моделирование работы скважины с УЭЦН с использованием специализированного программного обеспечения для оптимизации параметров работы и прогнозирования дебита.

Шаг 5. Оптимизация и выбор оптимального варианта:

Анализируются различные варианты комплектации УЭЦН с учетом их стоимости, надежности и эффективности.
Выбирается оптимальный вариант, обеспечивающий требуемый дебит скважины при минимальных затратах.

Шаг 1.

Для проведения подбора УЭЦН необходимы следующие исходные данные:

1.1 Длинна скважины L, м – 2200

- это общая глубина от поверхности земли до дна скважины. Она показывает, насколько глубоко пробурили скважину. Эта величина постоянна для конкретной скважины (если, конечно, не было каких-то работ по углублению).

Переместите ползунок и выберите значение

1.2 Глубина залегания пласта H, м – 1700

- это общая глубина от поверхности земли до начала залегания продуктивного пласта

Переместите ползунок и выберите значение

1.3 Внешний диаметр обсадной колонны Dк, мм – 144,3

Чем выше дебит, тем больше диаметр обсадной колонны потребуется для снижения потерь напора.

Рекомендуемый диаметр обсадной колонны (мм)	Рекомендуемый диаметр обсадной колонны (дюймы)	Дебит (м³/час)
Другое значение: Введите здесь диаметр обсадной колонны (мм)
108 мм	4 1/4 дюйма	Это один из самых распространенных размеров для бытовых и небольших промышленных скважин. Подходит для насосов с небольшим и средним дебитом (до 10 м³/час).
127 мм	5 дюймов	Используется для скважин с более высоким дебитом (до 15-20 м³/час) и/или большей глубиной.
140 мм (по-умолчанию)	5 1/2 дюймов	Подходит для скважин с еще большим дебитом (до 25 м³/час) и/или сложными геологическими условиями.
168 мм	6 3/4 дюймов	Используется для промышленных скважин с очень высоким дебитом (более 25 м³/час) и/или большой глубиной.
219 мм и более:	8 5/8 дюймов	Применяются в крупных промышленных скважинах.

1.3 Внешний диаметр обсадной колонны Dк, мм – 144,3

Чем выше дебит, тем больше диаметр обсадной колонны потребуется для снижения потерь напора.

Переместите ползунок и выберите значение

м³/час / м³/сут.

1.4 Требуемый дебит скважины Q_пл, м³ /сут. – 270

Чем выше дебит, тем больше диаметр обсадной колонны потребуется для снижения потерь напора.

Малый дебит	Средний дебит	Высокий дебит	Большой дебит	Высокий дебит	Другое значение
до 5 м³/час	от 5 до 10 м³/час	от 15 до 20 м³/час	от 20 до 25 м³/час	более 25 м³/час	Ведите здесь значение дебита

Переместите ползунок и выберите значение

1.5 Плотность газожидкостной смеси, P_см, кг/м³ – 880;

По плотности выделяют классы сырой нефти:

В системе СГС — г/см³ / В системе СИ — кг/м³.

Суперлёгкая	Сверхлёгкая	Лёгкая	Средняя	Тяжёлая	Сверхтяжёлая	Другое значение
до 0,78 г/см³	0,78–0,82 г/см³	0,82–0,87 г/см³	0,87–0,92 г/см³	0,92–1 г/см³	более 1 г/см³ (битум)	Ведите здесь значение плотности нефти

Переместите ползунок и выберите значение

1.6 Кинематическая вязкость нефти ν, м²/с – 2,2∙10⁶

Незначительная вязкость	Маловязкие	С повышенной вязкостью	Высоковязкие	Сверхвязкие (СВН)	Другое значение
μ < 1 мПа * с	1 мПа * с < μ < 5 мПа * с	5 мПа* с < μ < 25 мПа* с	μ > 25 мПа* с	μ > 30 мПа* с	Ведите здесь значение вязкости нефти

Это отношение динамической вязкости жидкости к плотности при той же температуре. Это мера сопротивления жидкости течению под влиянием гравитационных сил.

1.7 Пластовое давление, P_пл, МПа – 15

Это давление, под которым находятся флюиды (газ, нефть, вода) в пласте.

1.8 Давление насыщения, Р_нас, МПа – 9

Переместите ползунок и выберите значение

1.9 Буферное давление, Р_б, МПа – 0,7

Переместите ползунок и выберите значение

1.10 Затрубное давление, Р_з, МПа – 1,2

Это давление в кольцевом пространстве между подъёмными трубами и обсадной колонной, которое замеряется в устье скважины специальным манометром.

1.11 Коэффициент продуктивности скважины K_прод,м³ /МПа∙сут. – 48

Переместите ползунок и выберите значение

1.12 Объемный коэффициент нефти B – 1,15

Переместите ползунок и выберите значение

1.13 Обводенность продукции скважины n– 0,35

Это содержание воды в продукции скважины, определяемое как отношение дебита воды к сумме дебитов нефти и воды

1.14 Газовый фактор G, 70 м3

Газовый фактор: количество газа, растворенного в нефти, влияет на выбор газосепаратора и устойчивость насоса к газосодержанию.

1.15 Предельно-допустимое газосодержание на приеме насоса, Г – 0,1;

Переместите ползунок и выберите значение

1.16 Температура газожидкостной смеси в пласте Т_пл, ºС – 70

Температура пластовой жидкости, (С°): влияет на выбор материалов и необходимость применения термостойкого оборудования.

1.17 Температурный градиент GТ, ºС/м – 0,02;

Переместите ползунок и выберите значение

1.18 Содержание механических примесей, г/л

влияет на выбор насоса с устойчивостью к абразивному износу и необходимости применения фильтров.

1.19 Содержание сероводорода и углекислого газа, г/л – до 0,01;

Содержание сероводорода и углекислого газа: определяет необходимость применения коррозионно-стойкого оборудования.

1.20 Скорость всплытия газовых пузырьков, Сп 0.02 м/с;

Скорость зависит от обводненности продукции скважины.

1.2.2 Диаметр эксплуатационной колонны: Выберите значение.

Разница диаметров обсадной и эксплуатационной колонн может быть от -25 до -75 мм (1-3 дюйма), но может быть и больше, в зависимости от конструкции насосно-компрессорного оборудования. Здесь усреднённое значение ~ 51 мм.

Рекомендуемый диаметр эксплуатационной колонны (мм)	Габаритная группа
Другое значение: Введите здесь диаметр эксплуатационной колонны (мм)
69 мм	2А
81 мм	3
86 мм	4
92 мм (по-умолчанию)	5
103	5А
114	6
136	7А
172	8

1.3 Физико-химические свойства пластовой жидкости:

Температура пластовой жидкости, (С°)

Таблица теплостойкости насосов в зависимости от величины температуры пластовой жидкости.

Базовое исполнение насосов	Теплостойкое исполнение насосов	Особо теплостойкое исполнение насосов	Другое значение
120	150	170	Ведите здесь значение плотности нефти

Настроить диапазон поиск насоса. 1% (min) - точнее поиск, 10% (default) - по-умолчанию, 30% (max) - максимально широкий диапазон поиска

Шаг 2.

Определение требуемых параметров УЭЦН. Расчёт напора (H):

Дебит, (Q):

Глубина динамического уровня, (H):

Средняя плотность рабочей жидкости (ρ):

Противодавление на устье, P_устье:

Температура пласта, (t):

Потери напора на трение (H):

Ускорение свободного падения 9.81 м/с²

Суммируем введённые данные по скважине.

Дебит: 100 м³/сут.
Глубина динамического уровня: 1000 м.
Средняя плотность рабочей жидкости, (ρ): 850 кг/м³.
Противодавление на устье, (P_устье:) 2 МПа.
Температура пласта: 80 °C.
Ускорение свободного падения, (g): 9.81 м/с²
Потери напора на трение, (H): м
НКТ диаметром 60 мм, длиной 1000 м
Эквивалент_устьевого_давления, (P_устье / (ρ * g)), 240 м

Напор, (H): 0 м

Настроить диапазон поиска насоса по значению НАПОРА. 1% (min) - точнее поиск, 10% (default) - по-умолчанию, 30% (max) - максимально широкий диапазон поиска

Здесь будет результат поиска насосов ЭЦН согласно выбранного оптимального напора (H), м

Список найденных насосов отображает содержимое в виде HTML-таблиц.

Загрузка данных...

<Здесь найденные насосы отобразятся в форме карт >

Электроцентробежный насос XXXX-XXXXXX

Производство

Более подробная информация о выбранном насосе.

<Здесь будут динамически генерироваться таблицы>

Здесь будет график НРХ

Здесь будет таблица НРХ

<Здесь будут динамически генерироваться таблицы НРХ>

Здесь будет таблица: Конструктивные особенности насосов

<Здесь будут динамически генерироваться таблицы НРХ>

Установки погружных электроцентробежных насосов

Шаг 1. Сбор и анализ исходных данных.

1.1 Геологические данные:

1.2 Данные по скважине:

1.3 Физико-химические свойства пластовой жидкости:

Шаг 2. Определение требуемых параметров УЭЦН:

Шаг 3. Выбор оборудования УЭЦН:

Шаг 4. Расчеты и моделирование:

Шаг 5. Оптимизация и выбор оптимального варианта:

Шаг 1.

Для проведения подбора УЭЦН необходимы следующие исходные данные:

1.1 Длинна скважины L, м – 2200

1.2 Глубина залегания пласта H, м – 1700

1.3 Внешний диаметр обсадной колонны Dк, мм – 144,3

1.3 Внешний диаметр обсадной колонны Dк, мм – 144,3

1.4 Требуемый дебит скважины Qпл, м³ /сут. – 270

1.5 Плотность газожидкостной смеси, Pсм, кг/м³ – 880;

По плотности выделяют классы сырой нефти:

1.6 Кинематическая вязкость нефти ν, м2/с – 2,2∙106

1.7 Пластовое давление, Pпл, МПа – 15

1.8 Давление насыщения, Рнас, МПа – 9

1.9 Буферное давление, Рб, МПа – 0,7

1.10 Затрубное давление, Рз, МПа – 1,2

1.11 Коэффициент продуктивности скважины Kпрод,м³ /МПа∙сут. – 48

1.12 Объемный коэффициент нефти B – 1,15

1.13 Обводенность продукции скважины n– 0,35

1.14 Газовый фактор G, 70 м3

1.15 Предельно-допустимое газосодержание на приеме насоса, Г – 0,1;

1.16 Температура газожидкостной смеси в пласте Тпл, ºС – 70

1.17 Температурный градиент GТ, ºС/м – 0,02;

1.18 Содержание механических примесей, г/л

1.19 Содержание сероводорода и углекислого газа, г/л – до 0,01;

1.20 Скорость всплытия газовых пузырьков, Сп 0.02 м/с;

1.2.2 Диаметр эксплуатационной колонны: Выберите значение.

1.3 Физико-химические свойства пластовой жидкости:

Температура пластовой жидкости, (С°)

Таблица теплостойкости насосов в зависимости от величины температуры пластовой жидкости.

Шаг 2.

Определение требуемых параметров УЭЦН. Расчёт напора (H):

Суммируем введённые данные по скважине.

Напор, (H): 0 м

Просмотр XLSX файлов с сервера Apache (JS обработка)

Здесь будет результат поиска насосов ЭЦН согласно выбранного оптимального напора (H), м

Электроцентробежный насос XXXX-XXXXXX

Производство

Более подробная информация о выбранном насосе.

Здесь будет график НРХ

Здесь будет таблица НРХ

Здесь будет таблица: Конструктивные особенности насосов

1.4 Требуемый дебит скважины Q_пл, м³ /сут. – 270

1.5 Плотность газожидкостной смеси, P_см, кг/м³ – 880;

1.6 Кинематическая вязкость нефти ν, м²/с – 2,2∙10⁶

1.7 Пластовое давление, P_пл, МПа – 15

1.8 Давление насыщения, Р_нас, МПа – 9

1.9 Буферное давление, Р_б, МПа – 0,7

1.10 Затрубное давление, Р_з, МПа – 1,2

1.11 Коэффициент продуктивности скважины K_прод,м³ /МПа∙сут. – 48

1.16 Температура газожидкостной смеси в пласте Т_пл, ºС – 70